Enquanto a Namíbia importa entre 60% e 70% da sua eletricidade de países vizinhos como a Zâmbia, a África do Sul e o Zimbabué, o projeto de interligação ANNA representa uma nova etapa na sua estratégia de segurança do abastecimento energético.

Angola e a Namíbia estabeleceram as bases jurídicas e técnicas de um projeto de linha de alta tensão destinado a ligar as suas redes elétricas. Esta iniciativa, que alcançou um marco decisivo na terça-feira, 14 de abril, em Luanda, visa reforçar a segurança energética da região.

Nesta ocasião, os operadores NamPower e RNT-EP assinaram dois acordos relativos ao desenvolvimento do projeto de interligação Angola-Namíbia (ANNA), incluindo um protocolo conjunto de desenvolvimento e um contrato bilateral de compra de eletricidade que enquadra a sua implementação técnica, institucional e comercial.

Um projeto-chave para garantir o abastecimento da Namíbia

O projeto prevê a construção de uma linha de transporte de 166 km em 400 kV entre os postos de Kunene, na Namíbia, e Cahama, em Angola, com 30 km em território namibiano. Inclui também equipamentos de transformação no posto de Kunene, bem como um troço adicional de 270 km entre Omatando e Otjikoto.

O custo total do projeto está estimado em 941 milhões de dólares namibianos, ou cerca de 57,5 milhões de dólares norte-americanos. O governo da Namíbia aprovou o recurso ao financiamento através do National Energy Fund para cobrir a sua parte dos custos de capital, enquanto as modalidades de financiamento do lado angolano não foram especificadas.

Um elo de uma integração regional mais ampla

Segundo a NamPower, esta infraestrutura deverá permitir a criação de um corredor de transporte de eletricidade entre os dois países e ligar a RNT-EP ao Southern African Power Pool (SAPP).

“O projeto ANNA oferece-nos a oportunidade de otimizar e partilhar de forma mais eficiente os nossos recursos energéticos respetivos, respondendo assim às necessidades em constante evolução do Southern African Power Pool (SAPP) e contribuindo para a segurança energética regional”, afirmou Kahenge Haulofu, diretor-geral da NamPower.

Prevista para 2029, esta interligação insere-se numa dinâmica mais ampla de integração dos mercados elétricos africanos. Na África Austral, em particular, o SAPP já constitui um dos mecanismos mais avançados de trocas transfronteiriças, enquanto outras regiões, como a África Oriental, aceleram a criação de mercados regionais para reforçar a segurança energética e facilitar as trocas de eletricidade.

Abdoullah Diop

Apoiado neste projeto, os dois países pretendem melhorar o abastecimento de eletricidade e a integração regional na África Austral.

A Namíbia e Angola assinaram dois acordos no valor total de 941 milhões de dólares namibianos (cerca de 57,48 milhões de dólares), destinados ao desenvolvimento de uma interligação elétrica transfronteiriça, segundo uma publicação da Namibia Mining and Energy na terça-feira, 14 de abril.

Os acordos foram celebrados entre as empresas públicas NamPower e a Rede Nacional de Transporte de Electricidade de Angola (RNT-EP): o primeiro diz respeito ao projeto de interligação elétrica Angola-Namíbia (ANNA), enquanto o segundo refere-se à compra de eletricidade.

O projeto ANNA prevê a construção de uma linha de 166 quilómetros, com capacidade de 400 kV, ligando o posto de Kunene, na Namíbia, ao de Cahama, em Angola, dos quais 30 quilómetros em território namibiano. O projeto incluirá ainda baias de ligação, infraestruturas de transformação e um compensador estático de potência reativa em Kunene.

Esta infraestrutura permitirá que Angola se conecte ao Southern African Power Pool (SAPP) como membro operador. O projeto deverá ser concluído até 2029.

“Perante a crescente procura de energia na região da SADC e as persistentes limitações de abastecimento, este projeto oferece uma solução concreta e inovadora. O projeto ANNA permite otimizar e partilhar de forma mais eficiente os nossos recursos energéticos respetivos”, declarou o diretor-geral da NamPower, Kahenge Haulofu, citado pela Namibia Mining and Energy.

A Namíbia enfrenta um défice energético crónico: o país ainda não conseguiu garantir o acesso universal à eletricidade, estimado em 59,5% em 2023, segundo um relatório do National Energy Compact for Namibia. Possui algumas das tarifas de eletricidade mais elevadas de África. O país produz apenas cerca de metade da eletricidade de que necessita e depende fortemente de importações, sobretudo da África do Sul e da Zâmbia. Além disso, a produção nacional é dominada pela hidroeletricidade e pela energia solar.

Por sua vez, Angola, apesar do seu enorme potencial em recursos energéticos (petróleo, hidroeletricidade, solar), enfrenta desafios significativos em termos de acesso, fiabilidade e transição sustentável. Segundo dados do Banco Mundial, 51,1% da população tinha acesso à eletricidade em 2023.

Respostas estruturais aos desafios energéticos

A Namíbia dispõe de um potencial excecional em energias renováveis, especialmente solar e eólica, entre os mais elevados do mundo. O país comprometeu-se a aumentar a participação das energias renováveis no seu mix energético de 54% para 70% até 2030.

Angola promulgou, em janeiro de 2025, uma lei da eletricidade que marca um passo importante rumo à liberalização do setor elétrico nacional. A nova legislação visa atrair investimento privado, melhorar a eficiência operacional e apoiar a transição energética.

O diretor-geral da NamPower anunciou ainda a construção de uma linha adicional de transporte com 270 quilómetros entre as subestações de Omatando e Otjikoto, para reforçar a interligação e criar um corredor energético entre os dois países.

Lydie Mobio

Nos últimos anos, vários depósitos de hidrocarbonetos foram identificados ao largo das costas da Namíbia. Embora estes se concentrem no bassin de Orange, que atraiu numerosas multinacionais, esta zona de interesse não é a única a suscitar o entusiasmo das empresas estrangeiras.

À semelhança de outras multinacionais já ativas no país, como a TotalEnergies e a Chevron, a British Petroleum está a entrar na exploração petrolífera na Namíbia. Na segunda-feira, 13 de abril, a multinacional britânica anunciou ter adquirido uma participação maioritária em três blocos situados no bassin de Walvis, ao largo da costa do país.

Em detalhe, a empresa britânica adquiriu 60% dos interesses nas licenças de exploração petrolífera (PEL) 97, 99 e 100. Segundo os termos do acordo assinado com os parceiros dos blocos, nomeadamente a Eco (Atlantic) Oil & Gas, a empresa pública NAMCOR e a Azinam, a BP passará a ser operadora dos locais.

Esta operação marca uma nova implantação da BP num bassin ainda pouco explorado. No final da transação, que depende nomeadamente da obtenção das aprovações necessárias, a empresa deterá 60% de participação nestes três perímetros, à frente da Eco (Atlantic) Oil & Gas (20%), da NAMCOR (10%) e da Azinam (10%).

A BP enquadra esta transação na estratégia de desenvolvimento do seu portefólio de upstream. Segundo a empresa, estas licenças oferecem acesso a recursos potenciais numa zona considerada promissora. Indica ainda a intenção de reforçar a sua presença em bacias de exploração emergentes, recorrendo a parcerias locais.

A operação permanece sujeita às aprovações necessárias. Uma vez obtidas, a BP prevê iniciar os trabalhos de exploração nos blocos em causa. Estas atividades visam avaliar o potencial em hidrocarbonetos dos blocos, com base na análise de dados geológicos e sísmicos existentes.

Uma crescente importância dos atores petrolíferos na Namíbia

A entrada da BP como operadora na Namíbia ocorre num contexto de crescente dinamização das atividades de exploração no país. Com esta operação, a multinacional torna-se pela primeira vez operadora na Namíbia, onde já estava presente através da joint-venture Azule Energy, envolvendo a italiana Eni.

Gordon Birrell, responsável pela exploração e produção da empresa, sublinha que «a Namíbia suscita um interesse crescente da indústria» e refere bacias ainda pouco exploradas que oferecem potencial de crescimento a longo prazo.

Esta dinâmica apoia-se em várias descobertas recentes no país. Num comunicado publicado em 2025, a BP anunciou uma descoberta de gás e condensados no poço Volans-1X no bassin de Orange, apresentada como a terceira realizada nesse ano pela Azule Energy. Esta última indica, num relatório publicado em abril de 2025, ter identificado hidrocarbonetos no poço Capricornus-1X, com volumes considerados significativos (11 000 b/d) durante os testes.

A nível nacional, as autoridades namibianas visam uma primeira produção petrolífera até 2030. Segundo uma declaração de Maggy Shino, comissária do Petróleo do Ministério das Minas e Energia da Namíbia, divulgada em abril de 2025, este objetivo continua a ser central na estratégia energética do país.

Abdel-Latif Boureima

Esta operação inédita no setor da energia na Costa do Marfim e na zona da UEMOA constitui a primeira emissão de obrigações verdes totalmente estruturada e financiada por instituições africanas.

A Africa Finance Corporation (AFC), um dos principais fornecedores de soluções de infraestruturas do continente, anunciou, na terça-feira, 14 de abril, ter desembolsado 43 milhões de euros para a obrigação verde Poro Power, de um total de 65 milhões de euros (76,6 milhões de dólares).

Este desembolso permite concluir a primeira obrigação verde de financiamento de projetos no setor da energia na Costa do Marfim e no seio da União Económica e Monetária da África Ocidental (UEMOA).

Liderada pela AFC enquanto subscritora principal e co-organizadora, a operação servirá para financiar a construção de uma central solar de 66 megawatts na região de Korhogo, no norte do país. O projeto, desenvolvido pela Poro Power, deverá entrar em funcionamento em 2027.

A longo prazo, a infraestrutura deverá fornecer eletricidade a mais de 100 000 agregados familiares e evitar mais de 72 000 toneladas de emissões de CO₂ por ano. A central contribuirá assim para o objetivo nacional de aumentar para 45% a quota de energias renováveis no mix energético até 2030.

Uma procura energética em forte crescimento

Num contexto de forte crescimento da procura, o consumo de eletricidade na Costa do Marfim aumenta cerca de 10% por ano, impulsionado pela dinâmica económica e demográfica. Perante esta pressão, as autoridades apostam na diversificação do mix energético. Para além das energias renováveis, o país explora a opção nuclear, nomeadamente através de pequenos reatores modulares (SMR), para garantir o abastecimento a longo prazo.

Nesta perspetiva, o Plano Diretor de Produção-Transporte 2022-2040 prevê um aumento da capacidade instalada, de 5 127 MW em 2030 para 8 604 MW em 2040, mantendo o objetivo de 45% de energias renováveis.

Um financiamento liderado por atores africanos

Um dos aspetos mais marcantes desta primeira emissão de obrigações verdes no setor da energia na zona da UEMOA é o facto de ter sido concebida e financiada exclusivamente por instituições africanas.

«Esta transação histórica demonstra a crescente capacidade das instituições africanas de mobilizar capital e conhecimento técnico nacional para concretizar projetos estruturantes de infraestruturas. Não só contribuímos para colmatar o défice de infraestruturas, como também criamos modelos de financiamento locais, adaptáveis e replicáveis em todo o continente», afirmou Samaila Zubairu, presidente executivo da AFC.

Com esta operação, a AFC reforça a sua presença na Costa do Marfim, onde já financiou projetos como a ponte Henri Konan Bédié (1,5 km), em Abidjan, e a central hidroelétrica de Singrobo-Ahouaty (44 MW), a primeira central hidroelétrica privada da Costa do Marfim.

SG

O negociador petrolífero Vitol, sediado na Suíça, está ativo na África do Sul desde que assumiu o controlo total da Vivo Energy em 2022. O grupo posicionou-se como um ator-chave no abastecimento energético do país.

A Vivo Energy, filial do negociador petrolífero Vitol na África do Sul, anunciou que pretende investir 130 milhões de dólares para reforçar as suas capacidades de armazenamento de combustíveis em Durban, na África do Sul. O anúncio foi feito na terça-feira, 14 de abril, por George Roberts, diretor executivo da empresa, durante a South African Investment Conference.

No detalhe, a Vivo Energy indica que este montante permitirá converter antigos reservatórios resultantes das atividades de refinação em capacidade de armazenamento. As instalações deste porto essencial estão destinadas a receber diferentes produtos petrolíferos, nomeadamente gasóleo, gasolina e combustível de aviação.

Segundo Roberts, a empresa está a trabalhar para duplicar a capacidade de armazenamento atual, atingindo um total de 500 000 m³. A entrada em funcionamento destas novas capacidades, prevista entre o 3.º trimestre de 2026 e 2027, permitirá “aumentar os níveis de reservas no país”, garantindo assim stocks suficientes para mais 20 a 25 dias em caso de perturbações no abastecimento. Segundo o responsável, a concretização do projeto implica também a reabilitação de um terminal de receção de produtos petrolíferos localizado em Island View.

Um ator que reforça a sua presença logística em África

Controlada a 100% pelo negociador Vitol desde 2022, a Vivo Energy opera mais de 4 000 estações de serviço em África. O grupo comercializa as marcas Shell (exceto na África do Sul) e Engen no mercado sul-africano.

A empresa procura reforçar progressivamente as suas infraestruturas de armazenamento e distribuição em vários mercados africanos, com investimentos nos seus depósitos no Uganda, Tanzânia e Moçambique. Desenvolve também projetos na Costa do Marfim, no Senegal e em Marrocos.

Durban desempenha um papel central nesta estratégia. Segundo um artigo publicado pela Bloomberg a 14 de abril, a zona de Island View constitui um dos principais polos petroquímicos do país. A Vivo Energy e a Vitol estão a intensificar iniciativas numa área onde também se desenvolvem infraestruturas energéticas associadas, nomeadamente no setor do gás.

Abdel-Latif Boureima

O projeto deverá permitir ao país da África Austral, que atualmente importa a totalidade das suas necessidades em produtos refinados, realizar poupanças substanciais e acelerar o seu desenvolvimento industrial.

A Zâmbia lançou, na sexta-feira, 10 de abril, as obras de construção de uma refinaria de petróleo no valor de 1,1 mil milhões de dólares, com o objetivo de cobrir o consumo interno e apoiar o desenvolvimento da sua indústria.

A refinaria, que será instalada na cidade de Ndola, um importante polo industrial e mineiro situado na província da Copperbelt, perto da fronteira com a República Democrática do Congo, será desenvolvida pela Zambia Petrochemical Energy Company (ZPEC), uma joint-venture detida pela chinesa Fujian Xiang Xin Corporation e pela Industrial Development Corporation (IDC), agência zambiana responsável pelo desenvolvimento industrial.

As obras deverão estar concluídas antes do final de 2028. A fase de construção deverá gerar mais de 2.200 empregos, enquanto mais de 600 empregos diretos e mais de 2.000 empregos indiretos serão criados quando a refinaria estiver operacional. Numa intervenção durante a cerimónia de lançamento da primeira pedra, o ministro da Energia, Makozo Chikote, precisou que a unidade terá uma capacidade de processamento de 3 milhões de toneladas por ano, ou cerca de 60.000 barris por dia, e deverá apoiar setores-chave como a mineração e outras indústrias com elevado consumo de combustível.

Estes volumes deverão ser suficientes para satisfazer a totalidade da procura atual de combustíveis do país. Num comunicado divulgado após a assinatura do acordo com a Fujian Xiang Xin Corporation para o desenvolvimento da refinaria, o governo zambiano indicou ainda que a instalação poderá exportar parte da sua produção para países vizinhos a longo prazo.

Chikote acrescentou ainda que o complexo energético integrado incluirá atividades de enchimento de gás de petróleo liquefeito (GPL), produção de betume e mistura de lubrificantes, promovendo assim a criação de valor acrescentado e estimulando o desenvolvimento industrial. «O projeto transformador reflete a forte confiança dos investidores no ambiente de negócios favorável do país», declarou, apelando também aos promotores para que deem prioridade à transferência de competências e à formação de zambianos, de forma a desenvolver expertise local no setor petroquímico.

Em 2024, a Zâmbia importou 2,11 mil milhões de dólares em produtos petrolíferos refinados, segundo dados do Observatório da Complexidade Económica (OEC). Estes produtos, importados sobretudo de Singapura (426 milhões de dólares), da Tanzânia (387 milhões de dólares) e dos Emirados Árabes Unidos (335 milhões de dólares), representaram o principal peso na saída de divisas do país.

Walid Kéfi

Há vários anos, o grupo norte-americano ExxonMobil procura aumentar a sua produção de petróleo na Nigéria, após ter cedido ao grupo local Seplat Energy vários ativos considerados não essenciais no país.

A multinacional norte-americana ExxonMobil pretende investir até 24 mil milhões de dólares em projetos petrolíferos em águas profundas na Nigéria. A informação foi anunciada por Hunter Farris, vice-presidente responsável pelo offshore profundo, durante uma reunião realizada na quinta-feira, 9 de abril, em Abuja, perante a Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC).

Em detalhe, o grupo está a estudar vários projetos, com destaque para dois: o campo Bosi, no OML 133, e o projeto Owowo, que se estende pelos blocos OPL 223 e OML 139. O primeiro poderá mobilizar entre 15 e 16 mil milhões de dólares, com a instalação de uma nova unidade flutuante de produção e armazenamento (FPSO).

Quanto ao projeto Owowo, que contém cerca de mil milhões de barris de recursos em hidrocarbonetos, exigiria entre 7 e 8 mil milhões de dólares, segundo responsáveis da ExxonMobil. Uma decisão final de investimento (FID) poderá ocorrer no início de 2027, de acordo com Hunter Farris.

Em paralelo, o grupo prevê intervenções em instalações existentes associadas ao campo petrolífero convencional Erha. A empresa pretende prolongar a vida útil do campo e otimizar a capacidade de produção das suas infraestruturas.

Segundo dados da GlobalData, especializada em análise do setor energético, cerca de 73% das reservas recuperáveis totais deste campo já foram extraídas. De acordo com a mesma fonte, a produção, que atingiu cerca de 75 000 barris por dia em outubro de 2025, deverá continuar até que o campo atinja o seu limite de rentabilidade, estimado para 2046.

ExxonMobil procura aumentar a sua produção na Nigéria

Nos últimos anos, a ExxonMobil tem intensificado iniciativas para aumentar a sua produção de petróleo na Nigéria. Em setembro de 2023, a Agência Ecofin noticiou que o grupo pretende reforçar a produção de crude no país, apoiando-se sobretudo nas suas operações em águas profundas.

De facto, desde a conclusão, em dezembro de 2024, da venda da Mobil Producing Nigeria Unlimited, toda a produção da ExxonMobil na Nigéria provém de campos offshore, principalmente dos campos petrolíferos Erha e Usan.

Nos seus resultados anuais publicados no final de janeiro de 2026, a ExxonMobil indica produzir 142 000 barris de líquidos por dia em África. No entanto, este valor não especifica a quota correspondente à Nigéria. Durante uma reunião com a NUPRC, responsáveis da empresa referiram uma produção de cerca de 100 000 barris por dia no país.

Num comunicado publicado em maio de 2025, a NUPRC indicou que um investimento de 1,5 mil milhões de dólares da ExxonMobil visa relançar o campo Usan, enquanto decorrem trabalhos no campo Erha para manter a sua capacidade de produção.

Abdel-Latif Boureima

A Daystar Power continua a expandir o seu portefólio solar na Nigéria, impulsionada por uma procura crescente das indústrias por soluções energéticas mais fiáveis, face às limitações da rede elétrica e ao elevado custo do gasóleo.

Na Nigéria, o fabricante de latas de alumínio GZ Industries passou a recorrer à energia solar. Uma central fotovoltaica de 2,632 MW, colocada em funcionamento pela Daystar Power em Agbara, no estado de Ogun, abastece a sua fábrica. A informação, publicada no início de abril no LinkedIn, ilustra o recurso crescente das indústrias nigerianas a soluções energéticas autónomas.

Esta nova instalação eleva para 14,7 MW a capacidade solar acumulada pela empresa neste polo industrial nigeriano, onde já abastece oito clientes. O projeto inclui também a instalação de um sistema de armazenamento por baterias (BESS) com uma capacidade superior a 1,5 MWh, destinado a melhorar a gestão energética do local.

Um avanço estratégico para a Daystar

Subsidiária da petrolífera Shell, a Daystar insere-se agora numa lógica de expansão regional. A Daystar assinou recentemente um contrato com a Société de Ciment de Côte d’Ivoire (SC CI) para desenvolver uma central solar de 5,2 MWc no seu site industrial, após a entrada em funcionamento de um sistema solar de 4,3 MWc no Gana, em janeiro de 2024.

A evolução simultânea destas iniciativas mostra que, ao mesmo tempo que alarga a sua presença na África Ocidental, a Daystar continua a fazer da Nigéria o seu principal mercado de referência. Esta orientação sublinha também o papel fundamental da energia solar no apoio às indústrias em África, especialmente quando associada a soluções de armazenamento.

A energia solar descentralizada, motor da indústria?

Segundo a Daystar Power, a entrada em funcionamento desta central ilustra a crescente adoção da energia solar descentralizada nas zonas industriais, onde a procura por estabilidade energética se torna um fator central para a continuidade da produção. «Para os grandes industriais, a energia representa uma das principais despesas operacionais. A volatilidade dos preços do gasóleo, as flutuações da rede elétrica e os custos de manutenção podem ter um impacto direto no planeamento da produção e nas margens», indica a empresa no seu comunicado.

Para os industriais nigerianos, confrontados com falhas frequentes da rede e o aumento do custo do gasóleo, as soluções híbridas permitem garantir melhor o fornecimento de eletricidade, reduzindo as despesas operacionais e limitando o impacto ambiental das suas atividades.

Abdoullah Diop

África, apesar do seu peso demográfico, capta apenas uma parte marginal dos investimentos mundiais em energias limpas — cerca de 2%, segundo a AIE. Neste contexto, o acordo entre a MIGA e a AMEA Power visa eliminar um dos principais obstáculos ao desenvolvimento do setor: o acesso ao financiamento.

O Grupo Banco Mundial prepara-se para apoiar a mobilização de mais de 1,65 mil milhões de dólares em investimentos destinados a financiar projetos de energias renováveis em vários mercados emergentes. Para o efeito, a Agência Multilateral de Garantia de Investimentos (MIGA) anunciou, num comunicado publicado na quinta-feira, 9 de abril, a assinatura de um acordo-quadro com o promotor emiradense AMEA Power, com o objetivo de apoiar até 23 projetos em África, no Médio Oriente e na Ásia Central.

«Graças à nossa parceria com a MIGA, conseguimos mobilizar capital de forma eficiente, reduzir os riscos soberanos e políticos e acelerar a implementação de infraestruturas energéticas essenciais em grande escala. Este acordo-quadro representa uma proposta atrativa para os nossos novos investidores, ao combinar volume, diversificação e uma forte mitigação de riscos», afirmou Hussain Al Nowais, presidente da AMEA Power.

África no centro do financiamento

Em detalhe, o mecanismo prevê a concessão de garantias até 1,48 mil milhões de dólares, destinadas a assegurar o financiamento de instalações de energia renovável e de armazenamento em baterias, sob a forma de capital próprio, quase capital próprio e empréstimos de acionistas.

A primeira fase abrange nomeadamente a Costa do Marfim, Djibouti, Egito, África do Sul, Togo e Uganda. Segundo a agência de garantia, este portefólio deverá permitir a instalação de 2 766 MW de capacidade de produção e 2 729 MWh de armazenamento, com mais de 17 000 empregos diretos esperados durante a construção. Os montantes atribuídos a cada país não foram especificados. Este acordo marca também uma mudança de abordagem da MIGA, que passa de uma lógica de garantias “projeto a projeto” para uma abordagem “portefólio”, destinada a acelerar o processamento dos projetos.

No seu relatório «Financing Electricity Access in Africa», publicado em 2025, a Agência Internacional de Energia (AIE) destaca que as garantias desempenham um papel determinante no financiamento de projetos energéticos africanos, ao reduzir os riscos percebidos pelos credores e ao atrair capital privado para mercados ainda considerados frágeis.

Este tipo de mecanismo é particularmente estratégico para promotores como a AMEA Power, cujos vários projetos africanos ainda se encontram em fase de estruturação financeira. Em janeiro de 2026, a empresa anunciou, por exemplo, a progressão para o fecho financeiro de um parque eólico de 300 MW na Etiópia, um projeto de 620 milhões de dólares. O acordo assinado com a MIGA visa precisamente assegurar este tipo de investimentos a montante, acelerando a sua implementação simultânea em vários países.

Abdoullah Diop

O Nigéria abriga as primeiras reservas comprovadas de gás natural em África e uma das maiores reservas comprovadas de petróleo bruto do continente. A maximização da exploração destes recursos está no centro da política económica do país.

O Nigéria aumentou as suas reservas de gás natural em cerca de 5 triliões de pés cúbicos (Tcf) num ano, enquanto as suas reservas de petróleo e condensados se mantiveram estáveis, segundo informações da Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), citadas na terça-feira, 7 de abril.

Segundo a instituição, as reservas de gás atingiram 215,10 Tcf em 1 de janeiro, contra cerca de 210 Tcf um ano antes. No mesmo período, as reservas comprovadas de petróleo e condensados situaram-se em 37,01 mil milhões de barris (-0,74% num ano).

Para o regulador do setor petrolífero a montante, estas estimativas baseiam-se em dados fornecidos pelas empresas petrolíferas e gasíferas ativas no setor energético do país, posteriormente consolidados no âmbito das suas funções de controlo e avaliação.

No que diz respeito ao gás natural, o regulador atribui o aumento das reservas do país a novas descobertas. A instituição menciona também reavaliações técnicas dos volumes já existentes.

Produção petrolífera e gasífera entre recuperação e estruturação

Com este desenvolvimento, o Nigéria confirma progressivamente o seu posicionamento como uma potência gasífera de referência no continente africano, impulsionado pela dimensão dos seus recursos e pela dinâmica recente da produção.

Segundo dados da US Energy Information Administration atualizados em 2024, o país detém as maiores reservas comprovadas de gás em África. Estas reservas constituem a base da sua estratégia de expansão no setor do gás.

Além disso, a própria estrutura da produção está a evoluir. De acordo com uma análise publicada em janeiro de 2026 pelo meio de comunicação ThisDay, a quota de gás não associado, proveniente de jazigos dedicados, aumentou significativamente em 2025, sinalizando uma diversificação da oferta para além do gás associado à exploração petrolífera.

Segundo o Gas Master Plan 2026 publicado pela Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd), o Nigéria ambiciona atingir 10 mil milhões de pés cúbicos de gás por dia (bcf/d) até 2027, contra cerca de 8 bcf/d atualmente. Esta trajetória insere-se num objetivo mais amplo de alcançar 12 bcf/d até 2030, confirmando uma aceleração nos próximos anos.

Enquanto em 2025 o Nigéria não conseguiu atingir os seus objetivos de estabilizar a produção petrolífera em torno da quota da OPEP fixada em 1,5 milhões de barris por dia, as ambições para o petróleo permanecem prudentes, mas em crescimento. Segundo Bayo Ojulari, diretor-geral da NNPC Ltd, citado pelo BusinessDay, o país pretende atingir pelo menos 1,8 milhões de barris por dia até ao final do ano.

Abdel-Latif Boureima